张官亮，张祖波，刘庆杰，罗蔓莉，陈　序

（1.中海油实验中心深圳实验中心，广东深圳518054；2.中国石油勘探开发研究院，北京100083）

利用CT扫描技术研究层内非均质油层聚合物驱油效果

张官亮1，张祖波2，刘庆杰2，罗蔓莉2，陈序2

（1.中海油实验中心深圳实验中心，广东深圳518054；2.中国石油勘探开发研究院，北京100083）

采用CT扫描技术，用不同相对分子质量的聚合物对大庆油区萨尔图油田层内非均质油层进行了聚合物驱提高采收率物理模拟实验。建立的非均质模型由3块等厚度的互相连通的长方形天然岩心组成，特殊设计的岩心夹持器系统适用于CT扫描。应用CT扫描技术得到非均质模型整体及各层的含水饱和度沿程分布，实现了岩心驱油过程中含油饱和度的分布可视化和表征定量化。分析水驱后各层剩余油分布，以及聚合物驱过程中不同渗透率小层提高采收率状况。DQZ3组和DQZF1组层内非均质模型聚合物驱后采出程度分别达77.3%和72.2%，较水驱分别提高了39.4%和21.9%。DQZ3组和DQZF1组模型聚合物驱后高渗透层平均含水饱和度均有所提高，分别提高了4.1%和2.7%。实验结果表明，聚合物驱不仅能有效动用水驱阶段不能动用的中、低渗透层剩余油，而且还能有效降低水驱阶段动用程度已经很高的高渗透层残余油饱和度；聚合物相对分子质量越大，聚合物驱效果越好。

层内非均质 聚合物驱 饱和度沿程分布 采出程度 CT扫描

层内非均质油层在胜利和大庆等油区广泛存在，其中正韵律油层占大多数，复合韵律或多段多韵律油层次之，还有少数反韵律油层，层内非均质性严重［1-4］。聚合物驱技术已在大庆油区实现了大规模应用，在现场试验方面已取得了较好的效果［5］，但在非均质模型中开展的研究主要集中于平面及层间非均质模型［6-7］，在层内非均质模型上开展的模拟实验很少。层内非均质油层由于存在纵向上的窜流，水驱后期易出现无效循环现象，使水驱波及系数和采出程度低［8-10］。李宜强等利用微电极测量技术，测定了非均质模型各渗透层在各驱油阶段的波及系数［11］。岳晓云等在3层纵向非均质填砂模型上布置高精度的压差传感器，进行可动凝胶油藏物理模拟实验，对比了水驱、聚合物驱和可动凝胶封堵对采收率的影响［12］。

在层内非均质油层各渗透层布置微电极、压差传感器等方法存在操作麻烦、实现困难、测量精度不高的问题，对各层饱和度场分布和剩余油分布也无法描述。针对其特点，笔者设计出特殊的非均质岩心夹持器系统，结合CT扫描技术，建立了一种新方法，定量研究了层内非均质模型各渗透层的水驱油动态，水驱后的剩余油赋存状态，以及聚合物驱过程中不同渗透小层提高采收率情况等，实现了层内非均质油层驱油过程各渗透层饱和度场描述的定量化及可视化。

1　实验准备及方法

1.1实验样品及装置

岩心取自大庆油区萨尔图油田取心井，纵向分为3个小层，中间隔以特殊的T材料，加围压后可在保证岩心纵向渗透率不受影响的前提下有效避免注入流体沿各小层间空隙窜流。2组岩心编号分别为DQZ3和DQZF1，各小层岩心基本参数如表1所示。实验用油为模拟白油，25℃下其粘度为12 mPa·s。实验用水为加入质量分数为5%的CT增强剂的模拟地层水。聚合物干粉的相对分子质量分别为1600×104和2500×104，聚合物溶液的质量浓度均为2500mg/L。

实验系统主要包括CT扫描系统、驱替系统、覆压系统、夹持器系统、压力测量系统和计量系统（图1）。

表1　实验岩心基本参数Table1　Basicdataofcores

图1　层内非均质模型聚合物驱实验流程示意Fig.1　Schematicofthelayeredheterogeneous reservoirexperimentalmodel

1.2实验过程及方法

具体实验过程如下：①前期准备，首先测量每块岩心的孔隙度和渗透率等基本参数，对干岩心、实验用白油和盐水进行CT扫描；然后将岩心抽空饱和盐水，并对饱和后的湿岩心进行CT扫描。②造束缚水，用白油以由低到高的速度分别对每块岩心造束缚水。③水驱，用质量分数为5%的NaBr盐水以1mL/min的速度进行驱油，分别计量采出油量和水量，水驱初期每隔90s进行一次CT扫描，水驱后期加大CT扫描的时间间隔。水驱至含水率为98%。④聚合物驱，第1组DQZ3聚合物的相对分子质量为2500×104，质量浓度为2500mg/L；第2组DQZF1聚合物的相对分子质量为1600×104，质量浓度为2500mg/L；以0.3mL/min的速度注入0.75倍孔隙体积的聚合物，进行聚合物驱。⑤后续水驱，以0.3 mL/min的速度注入0.25倍孔隙体积的水，进行后续水驱，到含水率为100%时停止实验。

实验结束后应用软件分析CT扫描数据，计算各扫描时刻岩心的含油饱和度。具体做法是：利用X射线衰减CT扫描技术，通过扫描干岩石断层面、100%饱和水时的岩石断层面及油水共存状态下的岩石断层面，可计算出岩心含油饱和度，其表达式［13-16］为

式中：So为岩心含油饱和度；CTwaterwet为岩石100%饱和水后断层面的CT值；CTt为水驱t时刻岩石断层面的CT值；CTdry为干岩石断层面的CT值；CTwater为水的CT值；CTair为空气的CT值；CToil为油的CT值。

聚合物驱实验在岩心夹持器中进行，夹持器采用特殊材料，可被CT射线穿透。由于射线硬化的影响，水和油在岩心夹持器中和直接暴露在空气中的CT值会不同，从而对计算结果的准确度造成影响，研究采用反算夹持器内模型束缚水饱和度的方法来消除这一影响。通过对层内非均质模型水驱及聚合物驱过程全程在线扫描，得到不同含水饱和度下岩石断层面的原始扫描数据信息，经软件处理，提取非均质模型各断层面整体CT值及各渗透层CT值，即可计算出层内非均质模型束缚水状态下、水驱（聚合物驱）各阶段整体及各渗透层的含水饱和度和含油饱和度，从而能够容易地获得总体及各渗透层采收率曲线和注聚合物提高采收率的幅度。将层内非均质模型内各点的含水饱和度和含油饱和度反演，还可实现驱油过程岩心内部饱和度场的可视化。

2　实验结果及分析

2.1整体采出程度、含水率分析

由2组层内非均质模型水驱、聚合物驱及后续水驱开发特性曲线（图2）可见，聚合物驱后DQZ3和DQZF1组层内非均质模型采用出口端计量法的采出程度分别为72.8%和70.2%，采用经校正后的CT反算饱和度法计算采出程度分别为73.0%和70.9%，可见2种方法的结果符合度很高，表明CT反算饱和度法计算非均质模型采出程度可靠。

在水驱前期（高渗透层突破前）2组模型的采出程度及含水率的上升状态几乎相同，随着水驱孔隙体积倍数的增加，DQZ3组的水驱效果不如DQZF1组，至含水率为98%时，DQZ3组的采出程度为37.9%，DQZF1组的采出程度为50.3%，两者相差12.4%，这是渗透率变异系数及韵律性的差异导致的。

图2　DQZ3组和DQZF1组水驱、聚合物驱及后续水驱开发特性曲线Fig.2　CharacteristiccurvesofgroupDQZ3andgroupDQZF1 bywaterflooding，polymerflooding andsubsequentwaterflooding

从图2中还可看出，随着聚合物的注入，DQZ3组采出程度提高9.5%，DQZF1组采出程度提高6.2%，含水率曲线在聚合物驱及后续水驱阶段呈漏斗形，表明聚合物驱对改善非均质开发效果作用明显。其中，在聚合物驱阶段，DQZ3组模型的开发效果明显优于DQZF1组模型，表现在DQZ3组聚合物驱采出程度比DQZF1组模型升高得快，最终高于DQZF1组模型，其最终采出程度分别为77.3%和72.2%；DQZ3组模型的含水率漏斗也比DQZF1组要深。其原因是实验所注聚合物的相对分子质量不同。相对分子质量大的聚合物溶液内分子线团缠绕得更严重，在多孔介质中的流动阻力较相对分子质量小的聚合物溶液大幅度增加，从而使其有足够的能量更多地进入中、低渗透层，驱动其中未动用的油；而且相对分子质量大的聚合物较相对分子质量小的具有更好的粘弹性，从而能够更有效地拉拽水驱后孔隙中的残余油，使其成为可流动油。因此，聚合物相对分子质量对实验效果影响很大，其值越大，改善层内非均质油层的开发效果越明显。

2.2聚合物驱扩大波及体积

DQZ3组和DQZF1组分别在注入2.19和2.54倍孔隙体积时停止水驱，进入聚合物驱和后续水驱阶段。由2组层内非均质模型驱油过程中含油饱和度分布（图3）可见，随着水驱孔隙体积倍数的增加，岩心内部含油饱和度不断减少，但波及程度很不均匀，存在严重的指进现象：DQZ3组底部和DQZF1组中部的高渗透层含油饱和度下降很快，而DQZ3组上部和中部及DQZF1组上部和底部的中、低渗透层含油饱和度下降较慢。正韵律模型DQZ3动用较差，剩余油集中在低渗透层全层及中渗透层中间部位，这是由于注入水窜入底部低阻力的高渗透层，造成上部低渗透层几乎未水洗；采出端受毛管压力作用明显造成中渗透层两头水洗，剩余油主要集中在其中部。复合韵律模型DQZF1受重力的积极作用，各层开发相对均衡，剩余油主要在下部低渗透层的中部及后部，少量在上部中渗透层的后部，同样是由水驱后期注入水窜入中间高渗透层造成的。由于模型内已形成低阻力的窜流通道，造成注入水无效循环，故虽有大量剩余油残存于层内非均质模型内，但是仅用水驱方法已很难再驱动这部分剩余油。

图3　层内非均质模型驱油过程中含油饱和度分布Fig.3　Oilsaturationdistributionsoflayeredheterogeneous reservoirmodelsduringtheprocess ofoildisplacement

聚合物驱阶段，有效地动用了水驱后难以动用的剩余油。实验观测到转注聚初期，仅高渗透层有采出液量，而中、低渗透层无采出液量，表明此时聚合物主要进入流动阻力较低的高渗透层。聚合物的高粘度导致高渗透层粘滞阻力急剧增大，高渗透层与中、低渗透层之间存在压力梯度，当这一压力梯度增大到超过聚合物垂向渗流的粘滞阻力及毛管压力时，聚合物遂绕过高渗透层，进入中、低渗透层，有效扩大注入液波及体积。另外，由于聚合物的高粘度显著改善了油水流度比，从而克服了水驱过程中出现的指进和窜流现象，使注入液较均匀地向出口推进，出现近似活塞式的驱动方式，缓解了注入水的无效循环现象，起到良好的调剖作用。

2.3聚合物驱提高微观驱油效率

图4　层内非均质模型高渗透层含水饱和度沿程分布Fig.4　Saturationprofilesofthehighpermeabilitylayers inthelayeredheterogeneousmodels

由驱油各阶段层内非均质模型高渗透层含水饱和度沿程分布（图4）可见，聚合物驱阶段2组层内非均质模型高渗透层含水饱和度随着聚合物的注入仍有缓慢的整体抬升。水驱和聚合物驱结束时，DQZ3组高渗透层27-2平均含水饱和度分别为78.0%和82.1%，提高4.1%；DQZF1组高渗透层27-3平均含水饱和度分别为76.7%和79.4%，提高2.7%。聚合物驱结束后各小层含水饱和度均不同程度提高，且均能达到80%左右。证明聚合物驱不但能有效动用水驱阶段不能动用的中、低渗透层剩余油，而且能有效降低水驱阶段动用程度已经很高的高渗透层残余油饱和度，提高微观驱油效率，且聚合物相对分子质量越大，提高微观驱油效率的程度越大。

高相对分子质量聚合物溶液流经几何形状复杂的非均质模型孔隙喉道时，会诱导出二次流，产生漩涡，聚合物溶液的弹性效应可以使其以“粘弹涡”的形式波及孔隙盲端深处，将其中的残余油剥离分散成油滴或油丝，携带至主流区，成为可驱动油［17-19］。且随着聚合物相对分子质量增大，聚合物溶液粘弹性增强，涡流区明显扩大，对盲端和喉道中残余油的驱油能力增强，从而使其提高微观驱油效率程度增大。

3　结论

利用CT扫描技术，得到DQZ3和DQZF1共2组层内非均质油层聚合物驱各阶段各层及整体含水饱和度沿程分布，可定量描述层内非均质油层聚合物驱油各阶段各层及整体驱油动态，并实现层内非均质油层剩余油描述的可视化。

水驱结束时DQZ3组整体采出程度为37.9%，聚合物驱后采出程度达77.3%，提高39.4%；水驱结束时DQZF1组整体采出程度为50.3%，聚合物驱后采出程度达72.2%，提高21.9%。2组模型聚合物驱后高渗透层平均含水饱和度均有所提高：DQZ3水驱结束后为78.0%，聚合物驱结束后为82.1%；DQZF1水驱结束后为76.7%，聚合物驱结束后为79.4%；表明该聚合物驱不但能有效动用水驱阶段不能动用的中、低渗透层的剩余油，扩大波及体积，而且能有效降低水驱阶段动用程度已经很高的高渗透层的残余油饱和度，提高微观驱油效率。

2组层内非均质油层聚合物驱实验表明，聚合物驱效果与聚合物相对分子质量有很大关系，即聚合物相对分子质量越大，聚合物驱效果越好。

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编辑刘北羿

Studyoneffectsofpolymerfloodingonlayered heterogeneousreservoirsusingCTscanning

ZhangGuanliang1，ZhangZubo2，LiuQingjie2，LuoManli2，ChenXu2

（1.CNOOCExperimentCenter（Shenzhen），ShenzhenCity，GuangdongProvince，518054，China；2.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development，PetroChina，BeijingCity，100083，China）

ToenhanceoilrecoveryinSaertuoilfieldofDaqing，anexperimentalstudyofpolymerfloodingwasperformedin alayeredheterogeneousreservoirmodelwithdifferentmolecularweightpolymerusingCTscanimagerytechnology.The layeredheterogeneousmodelconsistsofthreeconnectedsandstonelayersofequalthickness.SpecialcoreholderwasdesignedforCTscanning.CTscanningtechnologywasappliedtotracingthedevelopmentofthesaturationprofileofthelayeredmodelduringpolymerfloodingprocess，whichcanquantitativelycharacterizetheoilsaturationdistribution.Enhanced oilrecoveryandremainingoildistributionineachlayerwereanalyzedduringtheprocessofwaterfloodingandpolymer flooding.OilrecoveriesofgroupDQZ3andgroupDQZF1areupto77.3%and72.2%respectivelybypolymerflooding，whichhaveincreasedby39.4%and21.9%eachcomparedwithwaterflooding.AveragewatersaturationofgroupDQZ3 andgroupDQZF1inthehighpermeabilitylayersisimprovedby4.1%and2.7%respectivelyafterpolymerflooding.Experimentalresultsshowthatthepolymerfloodingmayeffectivelysweeptheremainingoilinthemiddle-to-lowpermeability layersafterwaterflooding，andalsoreducetheresidualoilsaturationofthehighpermeabilitylayersthathasverylowresidualoilsaturationafterwaterflooding.Oilrecoverywouldbeenhancedasthepolymermolecularweightincreases.

layeredheterogeneity；polymerflooding；onwaysaturationdistribution；degreeofreserverecovery；CTscanning

TE357.431

A

1009-9603（2015）01-0078-06

2014-11-28。

张官亮（1989—），男，湖北襄阳人，硕士，从事油层物理与渗流力学研究。联系电话：15999609256，E-mail：junguanliang@126. com。

中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“复杂油气藏开发新技术新方法”（2011A-1003）。